ひとことで
電力・ガス取引監視等委員会は8月28日の第23回制度設計・監視専門会合で、2026年度9月以降に適用する需給調整市場向けの地域間連系線確保量の算出結果を報告した。2026年3月14日の全商品前日取引化でデータの前提が変わったため、1月の第17回会合では前年度の設定を継続し、3〜4か月分の実績を蓄積してから算出することにしていた。
確保量の設計は「α値」で表される。αは時間前市場向けに残す連系線容量のことで、α値がスポット市場終了後の空き容量を超えたときは連系線が全て時間前市場のために確保され、α＝0MWのときは全て需給調整市場のために確保される。需給調整市場の入札は前日12時から14時に行われ、14時から15時の間に約定処理が行われるため、スポット市場の後、時間前市場の前という時間帯に位置する。
αをどこに置くかはトレードオフになる。事務局は「調整力を広域調達することによるメリットと、時間前市場へのエリア間取引の制限によるデメリットを考慮して、一定の上限（需給調整市場で用いることができる量）を設定している」と説明する。αが増えれば時間前市場で他エリアの安価な電源が約定しやすくなり卸電力市場の発電コストが下がる。逆に需給調整市場向けが増えれば他エリアの安価な調整力電源を使えて調整力の発電コストが下がる。
今回は2026年のデータを使い、広域調達によるコストの削減額と、市場分断による時間前市場の調達額の増加を突き合わせて算出した。未達が発生している場合は未達分をインバランス単価でコスト計算している。算出結果は連系線ごとに順方向・逆方向へ分け、1日を3時間ずつ8つのブロックに区切った単位で示された。
α値は過去にも実態に合わせて動かされてきた。2021年5月の第61回制度設計専門会合と同年7月の第63回会合では、三次調整力②の調達量未達と市場分断が生じていたことを受けて2度引き下げている。事務局は今回の結果について「2026年度の各商品の取引実績や潮流の状況等を見ながら必要に応じ見直しを検討していくこととしたい」とした。
編集：TERA WHAT編集部